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日前，由NRDC和厦门大学中国能源政策研究院主办的“电力低碳保供研讨会”第10期在线上举行。本次研讨会的主题为“发电企业绿色转型”，讨论了发电企业转型挑战、火电灵活性及低碳化改造等话题。中国华电集团原副总会计师陈宗法、国家电网能源研究院原副院长蒋莉萍、中国华能能源研究院管理研究部主任吴建军、华北电力大学经济管理学院教授袁家海、NRDC能源转型项目主任林明彻和项目高级主管黄辉等参加了会议。
厦门大学团队做了《低碳保供下发电企业的绿色转型——目标与路径选择》的报告成果分享（以下简称“报告”）。报告指出在低碳保供背景下，发电企业绿色转型面临低碳技术有待进步、市场机制不健全、安全保供责任大、低碳环保要求日益趋紧等多重挑战。对比了火电灵活性改造+低碳化改造、新能源+储能两种转型路径的技术经济性，提出了分阶段发展策略。其中，针对火电业务，灵活性改造需要达到一定的年调峰小时数才具经济性，而调峰深度是影响投资收益的最敏感因素。低碳化改造的三种技术（生物质掺烧、绿氨掺烧和CCUS技术）近中期都会增加度电成本，不过随着碳价的上升会带动碳减排技术的市场价值，企业可以适度规划部署相关技术。针对新能源和储能业务，发电企业应积极布局多样化的技术赛道，通过集群发展降低成本，结合电价变化优化区域与场景布局。
在圆桌讨论环节，参会专家围绕发电企业绿色转型宏观策略、火电业务转型、新能源与储能业务等议题展开讨论。
发电企业绿色转型应在同质化竞争中谋求差异化发展
中国华电集团原副总会计师陈宗法表示，发电企业绿色转型的核心在于应对挑战与发挥优势。我国煤电装机规模大、占比高，且仍在增长，这与国外以天然气和新能源为主的电网结构形成鲜明对比，构成转型最大挑战。但我国新能源发展具有显著优势，从发电到汽车的全产业链已领先世界，新能源装机量已超过煤电，其发展有效减缓了电力行业碳排放。他强调，应同时推进"扩绿增长"和"降碳减污"，即加快新能源发展以稀释碳排放强度，同时通过生物质掺烧等技术推进煤电低碳化改造。
国家电网能源研究院原副院长蒋莉萍指出，我国发电企业绿色转型的独特性主要源于其国企身份。在以电力保供作为受邀目标优先的背景下，国企需要同时承担政治责任、社会责任和经济责任。其中，推动煤电低碳转型又是承担三大责任的关键任务之一。对此，她建议发电企业应在积极发展可再生能源的同时，通过煤电耦合CCUS等技术探索煤炭低碳化路径，并重点关注如何在转型过程中合理控制终端电价上涨幅度，兼顾到用户的承受能力。
中国华能能源研究院管理研究部主任吴建军指出，在能源保供前提下，无论国内还是国外，发电企业都面临同样的转型压力和责任。政府出于社会责任和国家安全战略的考量，会倾向于保留重资产企业，而能源电力行业恰恰就是一个资本密集的重资产行业，这才能体现压舱石的作用。另外，企业更注重竞争的问题，当前我国企业绿色转型的趋同性比较强，业务类型基本雷同，同质化竞争激烈，不利于企业的可持续发展。
华北电力大学经济管理学院教授袁家海认为，同质竞争在我国以国有企业为主导的格局之下比较突出，但从集团下属的不同公司和细分板块的角度来看，还是存在很多差异化竞争的影子，例如同样作为火电起家的两家上市公司，吉电股份新能源业务的增长远远快于煤电增长，且逐步发展成全国性的公司，而大连热电同样作为东北的区域性企业，目前仍然以热电业务为主，没有过多开展多元化业务，两家企业的转型发展道路完全不同。发电央企、国企在把能源安全保供放在第一位的同时，激变追求差异化发展的同时每个企业都要把安全保供都要放在第一位，也要结合自身的发展基础，以及所在区域的优势，去优化自身的总体发展成本，探索差异化的低碳转型发展路径。
火电灵活性低碳改造路线应考虑经济性与区域条件综合施策
吴建军表示，火电改造需要与各地区技术经济水平相适应，各地电网系统对灵活性资源需求不同，不能一刀切。根据系统需求，挖掘煤电在调频调压、备用、储能等方面的潜力。从全社会福利经济角度看，改造方案需权衡成本收益，如低负荷运行可能导致煤耗大幅上升。他强调，技术改造和政策推进应与当时的技术经济和社会发展水平相协调，同时要平衡系统最优与个体最优的关系。
袁家海指出，生物质掺烧是当前可行性最高的技术，但必须要有商品化的生物质能供应体系，同时需要平衡改造带来的管理和运营成本增加。绿氨掺烧目前价格较高，而我国当前的碳市场还不能把减排的巨大成本通过高碳价变成收益，这有赖于新能源制氢的系统成本进一步降低和碳市场价格机制的进一步完善。CCUS技术则需要因地制宜，根据不同电厂技术类型选取不同的捕获路径，同时技术和市场机制需要相互催化，推动成本下降。
陈宗法指出，煤电低碳化改造的三条技术路径中，生物质掺烧技术较为成熟，但面临原料供应和设备预处理等挑战；绿氨掺烧仍处于中试阶段，受限于绿氨供应不足和成本高；CCUS项目虽有技术突破，但捕集成本仍高于碳市场价格。在2030年碳达峰目标压力下，低碳化改造已从"选修课"变成"必修课"。改造需同时满足政策支持、技术可行和经济合理三个条件才能落地。因此，中国特色的体制机制在能源转型中应体现为有效市场与政府调控的结合。
新能源与储能发展应结合系统需求通过规划与市场有序引导
蒋莉萍指出，发电企业新能源和储能业务的最初发展源于国家目标的要求驱动，尽管新能源强制配储能政策扩大了储能技术应用，但政策一刀切的方式可能造成资源浪费和成本上升。针对未来政策设计，建议在坚持目标导向的同时，赋予企业更多选择权，并明确不同市场主体的责任、权利和义务。
袁家海强调，储能配置规模应基于电力系统发展目标、新能源接纳规模和灵活性资源需求来综合确定。针对煤电与储能协同发展，他以国家能源集团的飞轮储能项目为例，说明不同储能技术应各司其职：飞轮储能适合处理调频等超短时响应需求，避免煤电机组频繁调节带来的折旧和可靠性问题；而长时间尺度的电能量存储与转移问题可以交由抽水蓄能、煤电等保障。
吴建军表示，在当前储能利用率比较低的情况下，政策制定后应该有一个中期评估和调整的过程，科学论证储能适配环节，并按全生命周期成本核算配储的经济性和对全社会用能成本的影响。
发电行业转型需要企业和政府共同努力
在总结环节，NRDC能源转型项目高级主管黄辉表示，发电行业转型需要企业和政府共同努力。从企业自主发展角度，面对日益激烈的同质化竞争和加快的市场化进程，需要找准自己的定位，差异化、多元化发展业务和延伸产业链，并向技术与管理创新要效益。比如火电产业从单一火电厂模式向集风光火储多能互补、冷热电联供、能源阶梯利用的综合能源模式转变，以此实现提质增效，也可以抵消一部分灵活性运行带来的能耗上升。从政府政策支持角度，无论是储能、虚拟电厂、微电网等新型主体的政策，还是火电的灵活性、低碳化改造，需要建立一套从前期阶段性政策扶持到后续依靠碳-电市场等机制实现常态化运行的政策体系，这样才能引导企业自主参与进来。特别是对于还处在发展萌芽阶段、盈利能力弱的新型主体，在系统成本分摊、优先调度等方面给予政策扶持，在电能量、容量与辅助服务给予更多的角色，丰富其参与市场交易品种。
厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强指出，随着新能源的发展，发电企业转型逐渐趋于同质化，但企业应根据自身优势和资源走差异化的转型路径。他强调，在当前国际形势下，能源电力保供责任可能会越来越重，且国有化程度或将提升。我国能源系统在保供、价格稳定等方面具有独特优势。
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